Introduzione al modello di mercato elettrico italiano Paolo Pelacchi

1. Introduzione al modello di mercato elettrico italiano Paolo Pelacchi

2. Il contesto normativo Il sistema a dispacciamento di merito economico è il punto di arrivo di un lungo e complesso iter normativo e legislativo. Ecco le tappe salienti: • Delibera 96/92/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio “Norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica” • Decreto legislativo 79/99 “Bersani” Recepisce la direttiva europea e stabilisce le linee guida per la liberalizzazione del mercato elettrico italiano • Delibera 2003/54 del Parlamento Europeo e del Consiglio “Norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica”, (sost .la 92/96) • Gestore del Mercato Elettrico – 30 dicembre 2003 “Testo integrato della Disciplina del Mercato Elettrico” (Disciplina + Istruzioni) • Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale – Gennaio 2009 Regole per il dispacciamento • Autorità per l’Energia Elettrica e il gas Del. 48/04, 237/04 (Condizioni erogazione dispacciamento) e 348/07

3. Gli strumenti di mercato La borsa: Mercati dell’energia e dei servizi ausiliari di sistema La contrattazione bilaterale: Contratti fisici e per differenza

4. Influenza del prezzo di borsa dell’energia • Influenza diretta sui clienti che acquistano in borsa. • Influenza indiretta sui clienti che acquistano l’energia con contrattazione bilaterale: • il prezzo pattuito dipende indirettamente dal prezzo medio risultante dalla borsa! • Influenza sui clienti sotto maggior tutela: • La componente PE della tariffa di maggior tutela, che remunera l’energia, varia trimestralmente in base ai costi sostenuti dall’AU sul mercato all’ingrosso (borsa+contratti bilaterali)

5. Fonte: GME

6. I tre mercati (Sistema Italia 2004) MERCATI DELL’ENERGIA Mercato del Giorno Prima Definisce ora per ora e con un giorno d’anticipo le energie che ciascun operatore (produttore o carico) si impegna ad erogare o assorbire Mercato di AggiustamentoPermette una parziale correzione degli impegni assunti sul MGP, alla luce di informazioni o eventi non noti in precedenza. MERCATO DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO Assicura la presenza di un’adeguata riserva operativa Definisce i possibili prezzi dell’energia di bilanciamento Permette la la risoluzione su base economica delle congestioni intrazonali

7. Generalità sulle offerte • Le offerte presentate sul mercato elettrico sono riferite a “punti di offerta”. • Generalmente con “punti di offerta” si intendono i punti ai quali sono collegate le unità di produzione/consumo. Rispetto a tali punti sono comunicati dall’utente del dispacciamento i margini a salire e a scendere, le quantità oggetto delle offerte di acquisto e vendita sui mercati dell’energia e quelle relative ai contratti bilaterali.

8. Quadro riassuntivo dei mercati Fonte: GME

9. Generalità sulle offerte • Le offerte presentate sul mercato elettrico possono essere dei seguenti tipi: • Semplice: costituita da una sola coppia di valori quantità/prezzo unitario riferita ad un punto di offerta, ad un mercato e ad un periodo rilevante (offerta presentabile su MGP, MA, MSD) • Multipla: costituita da una serie di offerte semplici (max 4 coppie quantità/prezzo unitario) riferite ad un mercato e ad un periodo rilevante (offerta presentabile su MGP, MA) • Bilanciata: costituita da offerte di vendita a prezzo nullo ed offerte di acquisto senza indicazione di prezzo riferita a punti di offerta appartenenti ad una stessa zona e tale che le rispettive quantità si equilibrino (offerta presentabile solo su MA) • Predefinita: costituita da offerte semplici o multiple proposte da un operatore per ciascuna seduta di MGP nella quale il GME non riceve offerte dal medesimo operatore.

10. Tecnica di formazione del prezzo di borsa • In caso di presenza di congestioni di rete interzonali occorre stabilire sia il dispacciamento che i prezzi di equilibrio del mercato nelle diverse zone. • A tal fine viene definita una funzione di “Benessere di Sistema” come differenza tra il valore delle offerte di acquisto e quello delle offerte di vendita autorizzate; di tale funzione deve essere trovato il massimo. dove PAk = prezzo orario del k-esimo gradino di offerta di acquisto ck = quantità accettata di tale gradino PVi = prezzo orario dell’i-esimo gradino di offerta di vendita gi = quantità accettata di tale gradino

11. Tecnica di formazione del prezzo di borsa • I vincoli ai quali deve sottostare il problema di ottimo prima definito sono i seguenti: dove gmax,i = ampiezza dell’i-esimo gradino dell’offerta di vendita cmax,k = ampiezza del k-esimo gradino dell’offerta di acquisto zmin,j zmax,j = limiti di transito della j-esima linea di collegamento interzonale zj = flusso di potenza nella linea j-esima di collegamento interzonale G = offerta di vendita totale accettata (somma dei gi) C = offerta di acquisto totale accettata (somma dei ck)

12. Tecnica di formazione del prezzo di borsa • In Italia, per quanto riguarda gli acquisti di energia elettrica in borsa, è previsto un prezzo unico nazionale (PUN). Dal lato dell’offerta, invece, è previsto un meccanismo di prezzi zonali . • Di conseguenza la funzione obiettivo prima definita viene utilizzata per stabilire anche il valore del PUN. • Per effettuare tale valutazione è necessario aggiungere ai vincoli prima esposti un ulteriore vincolo che garantisca che tutte le offerte di acquisto accettate abbiano un prezzo non superiore al PUN.

13. Il mercato del giorno prima (MGP) E’ detto anche mercato principale ed ha come oggetto le contrattazioni di energia, tramite offerte di vendita e di acquisto, per la definizione dei programmi previsionali di produzione e consumo. Si svolge in un’unica sessione, relativa alle 24 ore del giorno successivo alla chiusura delle contrattazioni. La sessione si apre nove giorni prima dello scambio effettivo. Vi partecipano sia l’offerta che la domanda, “facoltativamente”. • OFFERTA: • i produttori nazionali • i produttori esteri assegnatari di bande di importazione • TERNA per l’energia degli impianti CIP6 • l’AU e i grossisti, come rivendita

14. DOMANDA: • l’Acquirente Unico • i clienti idonei • i produttori, per i ripompaggi • gli acquirenti esteri assegnatari di bande di esportazione €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh MW MW MW MW Offerta semplice di acquisto Offerta multipla di acquisto Offerta semplice di vendita Offerta multipla di vendita

15. Curve cumulate dell’offerta e della domanda Attualmente: Max 4 gradini nelle offerte multiple • Le offerte devono essere formalmente valide e tecnicamente congrue. • Il GME riceve dal Gestore i dati relativi alle offerte accettate in MSD ed i flussi di potenza nella rete. Tali dati vengono validati dal Gestore a livello di punti di immissione/prelievo e corretti con l’attribuzione delle perdite; • Le offerte relative all’energia consumata o esportata sono formulate al lordo delle perdite ad esse imputate • Le offerte relative all’energia prodotta o importata sono formulate al netto delle perdite ad esse imputate

16. Fonte: GME

17. Sistema informatico on-line del GME

18. Incrocio unconstraineddi domanda e offerta

19. Fonte: TERNA

20. €/MWh Riportando all’indietro il prezzo di borsa su ciascuna offerta divendita e di acquisto, si definisce l’energia che deve essere erogata o assorbita da ciascun operatore.

21. Da un punto di vista teorico, effettuato l’incrocio unconstrained e quindi definite le iniezioni e i prelievi di potenza su ciascun nodo di rete,è possibile controllare previsionalmente che il punto di equilibriostabilito dal mercato non comporti congestioni di rete. Infatti TERNA ha definito varie zone geografiche con precisi limiti di trasmissione:

22. Fonte: GME Infine il GME comunica a ciascun operatore i programmi orari preliminari di immissione e di prelievo di sua competenza.

23. Per i primi 3 anni, i prezzi zonali valgono solo lato offerta. Il prezzo d’acquisto è unico a livello nazionale (PUN)*. • I contratti bilaterali sono trasparenti al processo di separazione in zonedal punto di vista delle energie, ma non dei prezzi: • le quantità scambiate rimangono invariate a seguito della risoluzione della congestione; • il contratto che fa transitare un’energia F su una linea che unisce due zone aventi prezzi Pa e Pb, deve pagare il corrispettivo di transito: F*(Pb-Pa) * Media pesata sui consumi e non sulle produzioni zonali, in modo da dare ugualmente surplus.

24. Quadro logico riassuntivo del sistema a prezzi zonali,con prezzo unico lato consumatori (Fonte GME)

25. Il mercato di aggiustamento (MA) Ha per oggetto la contrattazione, tramite offerte di vendita e di acquisto, delle variazioni di quantità d’energiarispetto a quelle negoziate su MGP. Permette a produttori e carichi di modificare i programmi di immissione e di prelievo definiti nel mercato giornaliero. Si svolge in un’unica sessione, che ha luogo il giorno precedente a quello a cui le offerte si riferiscono, alcune ore dopo la chiusura del MGP. Il mercato di aggiustamento è aperto a tutti gli operatori autorizzati a presentare offerte sul MGP.

26. disponibilità dei produttori a vendere energia in più rispetto a quella del mercato principale • disponibilità dei clienti a rivendere una quota dell’energia acquistata sul mercato giornaliero VENDITA • richiesta da parte dei clienti di energia in più rispetto a quella acquistata sul mercato principale • richiesta dei produttori di riacquistare una quota dell’energia venduta sul mercato giornaliero ACQU I STO Quantità vendute, acquistate, rivendute e riacquistate

29. Il settlement (regolazione delle partite economiche) avviene indipendentemente da quello del mercato principale. Il prezzo del mercato di aggiustamento si riferisce alle sole quantità in esso trattate:

30. Mercato dei Servizi di Dispacciamento • Serve a: • verificare in ciascuna ora e in ciascuna zona la presenza di opportune bande di regolazione (riserva secondaria e terziaria) per il giorno successivo ed eventualmente modificare gli esiti di MGP in modo da assicurarle • verificare l’assenza previsionale di congestioni intrazonalied eventualmente modificare gli esiti di MGP così da risolverle • definire i possibili prezzi dell’energia di bilanciamentoa cui ricorrere in tempo reale per contingenze di parco e di rete

31. Riserva primaria • E’ un servizio obbligatorio e non retribuito per tutti i gruppidi produzione connessi alla rete. • Le specifiche tecniche dei regolatori primari e le esenzionidall’obbligo sono riportate sulle Regole di Dispacciamento emanate da TERNA: • esenzione per gruppi con Pnom < 10 MVA • esenzione per gruppi da fonti rinn.non programmabili (sole, vento) • banda di regolazione primaria non inferiore all’1.5% della Pnom • capacità di erogazione entro tempi prestabiliti L’energia effettivamente erogata in servizio di regolaz. primariaviene pagata al normale prezzo del mercato principale.

32. Offerte su MSD • Sono obbligatorie PER TUTTI I GRUPPI AL DI SOPRA DI 10 MVA, per la potenza (rotante o meno) non venduta sui mercati dell’energia. (*) • Sono del tipo Quantità (MWh) - Prezzo (€/MWh). • Il mercato si svolge ogni pomeriggio per le 24 h del giorno successivo. • Si tratta di offrire la propria disponibilità a variare i piani di immissione e prelievo stabiliti da MGP e MA, in modo da: • assicurare su base previsionale la presenza di opportune bande di regolazione secondaria • risolvere su base previsionale le congestioni intrazonali eventualmente presenti al termine dei mercati dell’energia • risolvere in tempo reale le contingenze di sistema (guasti su generatori o rete di trasporto, carico imprevisto, …) (*) Offerte facoltative da parte dei carichi (a gradini di 10 MW).

33. Offerte di vendita (movimentazione a salire) • disponibilità dei produttori ad aumentare la produzione prevista, vendendola ad un prezzo P+ • disponibilità dei carichi a diminuire l’assorbimento previsto, rivendendo ad un prezzo P+ l’energia già acquistata • Offerte di acquisto (movimentazione a scendere) • disponibilità dei produttori a ridurre la produzione prevista, riacquistando l’energia ad un prezzo P- • disponibilità dei carichi ad aumentare l’assorbimento previsto, pagando ad un prezzo P- l’energia in più

34. Riserva secondaria e terziaria L’assegnazione è gestita direttamente da TERNA nell’ambito del MSD. In base agli esiti di MGP+MA e alle caratteristiche tecniche dei gruppi previsti in funzionamento, TERNA valuta per ciascuna ora del giorno successivo se le bande di regolazione secondaria e terziaria (a salire e a scendere) disponibili in ogni zona sono sufficienti. Se non lo sono, ridispaccia il sistema a minimo costo usando le offerte quantità-prezzo pervenute su MSD: riduce la produzione di certi gruppi in giri (facendosi ridare P-) per rendere disponibili le bande e ne avvia altri (pagandoli P+). Il pagamento è pay as bid e solo in caso di movimentazione.Si origina un onere da ripartire uniformemente fra tutti i carichi.

35. Si noti che: La riserva secondaria e terziaria (intese come disponibilità) non vengono pagate! In effetti si pagano solo le movimentazioni necessarie a rendere disponibili su base previsionale le semibande richieste da TERNA. L’energia effettivamente erogata in tempo reale in servizio di regolazione II (su comando del regolatore secondario) viene pagata al normale prezzo del mercato principale. L’energia effettivamente erogata su chiamata in servizio di regolazione III viene pagata pay as bid al prezzo offerto su MSD.

36. Ricostituzione dei margini di riserva sul MSD Fonte: TERNA

37. Risoluzione delle congestioni intrazonali Avviene su base previsionale (il giorno prima della consegna dell’energia). L’accettazione, la selezione e l’impiego delle offerte per la risoluzione delle congestioni vengono gestite da TERNA nell’ambito del MSD, secondo le liste di merito a salire e a scendere definite dalle offerte. Semplificando, l’algoritmo utilizzato ridispaccia a minimo costo, abbassando opportunamente la produzione di certi gruppi e aumentando della stessa quantità quella di altri, in modo da eliminare i sovraccarichi sulle linee di trasporto. Movimentando i gruppi e saldando i conti in maniera pay as bid, si origina un onere da ripartire uniformemente fra tutti i carichi di quell’ora.

38. Bilanciamento in tempo reale • E’ necessario a seguito di: • guasti sui generatori • mancato rispetto dei programmi di produzione e consumo • guasti sul sistema di trasporto • Avviene a minimo costo attivando pay as bid le offerte presentate su MSD, con priorità: • di tempi di intervento • di costo • di zona Si origina un onere ex-post da imputare a chi non ha rispettato i piani di produzione e consumo definiti dai mercati(*). (*) Vedi articoli 40 e 41 Del.111/06 (sbilanc.di punto di dispacciamento zonale). Tutti i costi MSD ex-ante + quelli ex-post eventualm. non recuperati da art 40 e 41 vengono addebitati uniformemente mese per mese a TUTTI i clienti nazionali come art.44.

39. Gestione dei contratti bilaterali • Ai fini della loro esecuzione fisica i contratti bilaterali devono essere registrati presso il Gestore di rete. • I soggetti responsabili di tali contratti comunicano quindi i programmi di immissione e prelievo in esecuzione di tali contratti. • La comunicazione dei programmi deve essere effettuata con almeno 3 ore di anticipo sul termine previsto per la presentazione delle offerte su MGP. • In ciascuna ora i programmi di prelievo comunicati dall’operatore acquirente devono essere uguali a quelli comunicati dall’operatore cedente.

40. Gestione dei contratti bilaterali • E’ facoltà dell’operatore di mercato acquirente effettuare lo “sbilanciamento a programma” che consente all’operatore stesso di rivendere su MGP l’eccesso di energia, rispetto al proprio fabbisogno, acquistata tramite un contratto bilaterale. • Nell’ambito degli scambi di energia elettrica che avvengono al di fuori della borsa è stata attivata una Piattaforma informatica di Aggiustamento Bilaterale (PAB) che consente, ai soli consumatori, di scambiare energia ed “aggiustare” gli impegni derivanti da contratti bilaterali o da acquisti sul mercato elettrico. • La seduta della PAB si apre alle 8:00 del trentesimo giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle 14:30 del giorno precedente a quello di consegna. • Possono iscriversi alla PAB tutti gli utenti in prelievo.

41. Quadro riassuntivo della tempistica dei mercati Fonte: GME